الوقود الأحفوري في الهند مدفوع بالضرائب وسياسات التسعير

وتدفع السياسات التقييدية التي ينتهجها صناع القرار في الهند بشأن تسعير الوقود والتنمية التمهيدية والضرائب الجديدة على الوقود المستثمرين الأجانب والمحليين إلى تأجيل أو إلغاء استثمارات النفط والغاز مما يجبر الحكومة على توسيع برنامجها للطاقة المتجددة.

وقال رئيس الوزراء ناريندرا مودي إن ميزانية الهند للسنة المالية من أبريل 2023 إلى مارس 2024 خصصت 350 مليار روبية (4.3 مليار دولار) لبرامج انتقال الطاقة. سيتم منح الأموال لشركات النفط الحكومية لإزالة الكربون من العمليات. ومن الجدير بالذكر أن الميزانية لم تقدم أي دعم للديزل والبنزين، أو للغاز الطبيعي. 

وقالت الحكومة إن الهند تخطط أيضًا لإنشاء طاقة متجددة مرافقة تبلغ 125 جيجاوات، أي حوالي ربع المستويات الحالية، بحلول عام 2030، لتمكين إنشاء طاقة هيدروجينية خضراء كجزء من سياسة الهيدروجين الأخضر البالغة 195 مليار روبية. ولديها بالفعل خطط لتركيب 500 جيجاوات من مصادر الطاقة المتجددة بحلول نهاية هذا العقد.

ويزيد تطوران حديثان من تقويض ثقة المستثمرين في أعمال الوقود الأحفوري في الهند. فرضت الحكومة ضرائب مفاجئة على صادرات النفط الخام والمنتجات النفطية العام الماضي ووصفتها بأنها إجراء مؤقت. لكن الإجراءات تبدو أكثر ديمومة، مع استمرار إجراء تعديلات على معدلات الضرائب كل أسبوعين.

والمجال الثاني الذي يثير قلق المستكشفين هو تحركات نيودلهي لتقييد كل من التسعير وحرية التسويق للغاز الطبيعي، مما أجبر ريلاينس إندستريز وبي .بي فنتشرز على إلغاء مزاد مزمع للغاز. بي بي هي شركة النفط الرئيسية الوحيدة التي استثمرت في المنبع الهندي.

عادة ما تتجنب شركات النفط الكبرى القدوم إلى الهند لأنه على أساس مقارن تكون الظروف أكثر ملاءمة لها في بلدان مثل غيانا أو البرازيل أو نيجيريا، كما قال براشانت فاسيشت، المحلل في وكالة التصنيف الائتماني ICRA ومقرها مومباي، وهي شركة تابعة لمودي، لـ Gas Outlook. وأضاف إن لدى الهند آفاق أقل، ومن ثم تكون استمرارية السياسة والنظام المالي السهل والمتوقع ضروريين لجذب المستثمرين.

الضرائب غير المتوقعة

تم فرض ضرائب أو رسوم غير متوقعة على الأرباح “غير العادية” لشركات النفط الهندية في شهر يوليو الماضي. كان القصد من الضريبة في البداية أن تكون إجراءً مؤقتًا، لكن التوقعات بأرباح تبلغ 430 مليار روبية في الأشهر الثمانية حتى مارس دفعت نيودلهي إلى فرض الرسوم إلى أجل غير مسمى. 

قال أحد المستشكفين الأجانب لـ Gas Outlook إن الهند تراجع الضريبة كل أسبوعين، مما يجعل من الصعب على شركات النفط التخطيط للاستثمارات. 

وارتفعت الضرائب غير المتوقعة على صادرات النفط الخام إلى 8.5 دولار للبرميل في 3 فبراير من 3.2 دولار للبرميل في الأسبوعين السابقين. وزادت الضرائب على صادرات الديزل المكرر إلى 14.6 دولار للبرميل وعلى وقود الطائرات إلى 11.7 دولار للبرميل من 9.8 دولار للبرميل و6.8 دولار للبرميل على التوالي، وفقًا لشركة نومورا للأوراق المالية.

على الرغم من أن الضرائب غير المتوقعة تضر بإنتاج النفط، فإن تطوير الغاز يواجه مجموعة فريدة من المشاكل.

وفي أواخر العام الماضي، عينت الحكومة لجنة كيريت باريك لمراجعة صيغة تسعير الغاز. وأوصت اللجنة في نوفمبر بوضع حد أقصى لأسعار الغاز المنزلي. وتعتزم نيودلهي تنفيذ هذا الاقتراح اعتبارًا من أبريل. الحد الأقصى الجديد البالغ 6.5 دولار/لكل مليون وحدة حرارية بريطانية هو 2 دولار/لكل مليون وحدة حرارية بريطانية، أو أقل بنسبة 23% من المستويات الحالية، ممّا يضر بشركات التنقيب.

إنتاج متناقص

تمثل الحقول القديمة معظم إنتاج البلاد البالغ 90 مليون متر مكعب من الغاز يوميًا، وتتطلب استثمارات ضخمة وتكنولوجيا أجنبية لوقف التراجع في الإنتاج. 

وقال بانكاج كومار، رئيس المناطق البحرية في شركة النفط والغاز الطبيعي المحدودة (ONGC) الهندية التي تديرها الدولة، إن الأمر يكلف حوالي 6.5 دولار لكل مليون وحدة حرارية بريطانية لتعادل الغاز المستخرج من مناطق الغاز في المياه العميقة في منطقة حوض كريشنا جودافاري، قبالة الساحل الشرقي للهند. لذلك يجب أن تكون أسعار الغاز مجزية لتحفيز الاستثمارات. 

في خطوة ذات صلة، تم تحديد هوامش التداول على الغاز فجأة الشهر الماضي، وتم إبلاغ منتجي الغاز إلى من يبيعون الجزيئات. وتسبب التغيير المفاجئ في السياسة، الذي أُعلن عنه من دون أي تحذيرات مسبقة، في تأجيل مزاد ريلاينس وبي بي لبيع ستة ملايين متر مكعب من الغاز يوميًا للمستهلكين الهنود.

قال ناريندرا تانيجا، خبير النفط الرائد في دلهي، إن التنقيب في المياه العميقة عمل مكلف وعالي المخاطر. تنفق الشركات مئات الملايين من الدولارات لحفر بئر، وبالتالي ستكون هناك حاجة إلى سياسات متسقة لجذب شركات النفط الأجنبية.

من المتوقع أن ينمو إنتاج الغاز المحلي بشكل أبطأ بنسبة 5% في السنوات الخمس المقبلة، مما يقلل من الحاجة إلى الغاز، كما قالت هيتال غاندي، مديرة أبحاث كريسيل، لـ Gas Outlook.  وظل إنتاج الغاز مستقرا عند 25.8 مليار متر مكعب في الفترة من أبريل إلى ديسمبر مقارنة مع مستواه بالعام السابق. 

الأمر الذي سيعيق نمو حصة الغاز الطبيعي في مزيج الطاقة، كما قالت لـ Gas Outlook. 

ولم تعلن “ريلاينس” و”بي بي” عن خطط للاستثمار في أي برنامج جديد للتنقيب أو التطوير، بعد أن خصصت 5 مليارات دولار لتطويرها الحالي قبل بضع سنوات. 

وينطبق الشيء نفسه على شركة كيرن للنفط والغاز، ثاني أكبر منتج للنفط الخام في البلاد. وأدى الخلاف مع نيودلهي بشأن تجديد التراخيص إلى تراجع الاستثمار لبضع سنوات.

تتوقع كيرن بوجود ستة مليارات برميل من المكافئ النفطي، وأعلنت عن خطط لاستثمار 5 مليارات دولار لزيادة الإنتاج بمقدار 300 ألف برميل يوميًا إلى 500 ألف برميل يوميًا. ولكن تطوير الحقول تأجل بعد أن سعت الحكومة إلى الحصول على حصة أرباح أعلى عند تجديد الترخيص. وقالت الشركة إن الترخيص الأولي انتهى في عام 2020، والتجديد حتى عام 2030 غير كافٍ. 

قال نيك ووكر، الرئيس التنفيذي للشركة، إن كيرن تفضل تمديدًا مدى الحياة لمنطقة مانغالا في راجستان، لكن هناك مخاطر وتكاليف أعلى في برنامج التعافي المحسّن. لا يزال الخلاف حول أسهم الأرباح عالقًا في المعارك القانونية حيث يواصل الميدان تسجيل انخفاضات في الإنتاج.

وقالت إكسون موبيل، التي ربما تأثرت بتجربة كيرن، إنها ستنظر في الحفر في الهند إذا قدمت الحكومة الحماية ضد نزع الملكية والتحكيم المحايد والعوائد التنافسية العالمية التي يجب أن تظل سليمة طوال مدة العقد.

ومع ذلك، من غير المرجح أن تستسلم الحكومة لشركات النفط، وتقلل من إيراداتها. ومن ثم ستتأخر التنمية المحلية للوقود الأحفوري، وستكون الواردات باهظة الثمن. وهذا يجعل مصادر الطاقة المتجددة واحدة من الخيارات الأكثر قابلية للتطبيق في مزيج الطاقة في الهند.